Maagaasi tootvate üksuste elektritootmiskulude põhjalik analüüs

I. Elektrienergia tootmiskulude põhikoostis

Maagaasigeneraatorite elektrienergia tootmiskulu arvutamisel kasutatakse peamise arvestusnäitajana elektrienergia täiseatsükli tasandatud maksumust (LCOE), mis hõlmab kolme põhisektorit: kütusekulu, ehitusinvesteeringute maksumus ning tegevus- ja hoolduskulud. Nende kolme osakaal näitab selgelt erinevat jaotust, mille hulgas domineerib kütusekulu ja määrab otseselt üldise kulutaseme.

(I) Kütusekulu: kulude osakaalu põhiosa, kõikumiste kõige olulisem mõju

Kütusekulu moodustab maagaasi tootvate üksuste elektrienergia tootmiskuludest suurima osa. Tööstusharu arvutusandmed näitavad, et selle osakaal ulatub üldiselt 60–80%-ni ja võib mõnes äärmuslikus turukeskkonnas ületada 80%, mistõttu on see elektrienergia tootmiskulude kõikumist mõjutav kõige olulisem muutuja. Kütusekulu arvestus sõltub peamiselt maagaasi hinnast (sealhulgas ostuhinnast ning ülekande- ja jaotustasust) ja elektrienergia tootmise ühiku efektiivsusest. Põhiline arvutusvalem on: kütusekulu (jüaani/kWh) = maagaasi ühikuhind (jüaani/kuupmeeter) ÷ elektrienergia tootmise ühiku efektiivsus (kWh/kuupmeeter).

Koos praeguse peavoolu tööstusharu tasemega on kodumaise maagaasi keskmine hind jaamale umbes 2,8 jüaani kuupmeetri kohta. Tüüpiliste kombineeritud tsükliga gaasiturbiinide (CCGT) elektrienergia tootmise efektiivsus on umbes 5,5–6,0 kWh kuupmeetri kohta, mis vastab elektrienergia tootmise kütusekulule umbes 0,47–0,51 jüaani; hajutatud sisepõlemismootorite kasutuselevõtul on elektrienergia tootmise efektiivsus umbes 3,8–4,2 kWh kuupmeetri kohta ja elektrienergia tootmise kütusekulu tõuseb 0,67–0,74 jüaanini. Väärib märkimist, et umbes 40% kodumaisest maagaasist sõltub impordist. Rahvusvaheliste veeldatud maagaasi (LNG) hetkehindade kõikumised ja muutused kodumaiste gaasiallikate tootmises, tarnimises, ladustamises ja turustamises kanduvad otse üle kütusekuludele. Näiteks Aasia JKM hetkehindade järsu tõusu ajal 2022. aastal ületas kodumaiste gaasiküttel töötavate elektriettevõtete elektrienergia tootmise kütusekulu kunagi 0,6 jüaani, ületades kaugelt tasuvuspunkti.

(II) Ehitusinvesteeringute maksumus: püsiinvesteeringute stabiilne osakaal, langust soodustab asukoht

Ehitusinvesteeringu maksumus on ühekordne püsiinvesteering, mis hõlmab peamiselt seadmete ostmist, tsiviilehitust, paigaldamist ja kasutuselevõttu, maa omandamist ja finantseerimiskulusid. Selle osakaal kogu elutsükli elektritootmise maksumuses on umbes 15–25% ning peamised mõjutavad tegurid on seadmete tehniline tase ja asukoha määr.

Seadmete ostmise seisukohast on rahvusvaheliste hiiglaste käes olnud raskeveokite gaasiturbiinide põhitehnoloogia ning imporditud seadmete ja põhikomponentide hinnad on endiselt kõrged. Ühe miljoni kilovatise kombineeritud tsükliga elektritootmisprojekti kilovatise ühiku staatiline investeerimiskulu on umbes 4500–5500 jüaani, millest gaasiturbiin ja seda toetav heitsoojuskatel moodustavad umbes 45% seadmete koguinvesteeringust. Viimastel aastatel on kodumaised ettevõtted kiirendanud tehnoloogilisi läbimurdeid. Ettevõtted nagu Weichai Power ja Shanghai Electric on järk-järgult mõistnud keskmise ja väikese võimsusega maagaasigeneraatorite ja põhikomponentide lokaliseerimist, vähendades sarnaste seadmete ostukulusid 15–20% võrreldes imporditud toodetega, vähendades seeläbi ehituse koguinvesteeringukulusid. Lisaks mõjutavad ehituskulusid ka üksuse võimsus ja paigaldusstsenaariumid. Hajutatud väikestel üksustel on lühike paigaldustsükkel (ainult 2–3 kuud), madalad tsiviilehituse investeeringud ja madalamad kilovatise ühiku investeerimiskulud kui suurtel tsentraliseeritud elektrijaamadel; Kuigi suurtel kombineeritud tsükliga seadmetel on suur alginvesteering, on neil märkimisväärsed eelised elektrienergia tootmise efektiivsuse osas ja nad saavad ühiku investeeringukulusid amortiseerida suuremahulise elektrienergia tootmise kaudu.

(III) Käitamis- ja hoolduskulud: pikaajaline pidev investeering, palju ruumi tehnoloogiliseks optimeerimiseks

Käitamis- ja hoolduskulud on pidevad investeeringud kogu elutsükli jooksul, hõlmates peamiselt seadmete kontrolli ja hooldust, osade väljavahetamist, tööjõukulusid, määrdeõli tarbimist, keskkonnakaitselist töötlemist jne. Nende osakaal kogu elutsükli elektritootmiskuludes on umbes 5–10%. Tööstuspraktika seisukohast on käitus- ja hoolduskulude põhikulud võtmekomponentide ja hooldusteenuste asendamine, mille hulgas ühe suure gaasiturbiini keskmised hoolduskulud võivad ulatuda 300 miljoni jüaanini ja põhikomponentide asendamise kulud on suhteliselt kõrged.

Erineva tehnilise tasemega üksustel on käitamis- ja hoolduskuludes olulisi erinevusi: kuigi suure jõudlusega generaatorüksustel on suurem alginvesteering, on nende määrdeõli tarbimine vaid 1/10 tavaliste üksuste omast, pikemad õlivahetustsüklid ja väiksem rikke-seisaku tõenäosus, mis aitab tõhusalt vähendada tööjõukulusid ja seiskamiskadusid; vastupidi, tehnoloogiliselt mahajäänud üksustel on sagedased rikkeid, mis mitte ainult ei suurenda osade asendamise kulusid, vaid mõjutavad ka seiskamisest tingitud elektritootmise tulusid, suurendades kaudselt üldkulusid. Viimastel aastatel on lokaliseeritud käitamis- ja hooldustehnoloogia täiustamise ning intelligentsete diagnostikasüsteemide rakendamisega kodumaiste maagaasigeneraatorüksuste käitamis- ja hoolduskulud järk-järgult vähenenud. Põhikomponentide sõltumatu hooldusmäära paranemine on vähendanud asendamiskulusid enam kui 20% ja hooldusintervalli on pikendatud 32 000 tunnini, mis vähendab veelgi käitamis- ja hoolduskulude ruumi.

II. Elektrienergia tootmiskulusid mõjutavad peamised muutujad

Lisaks ülaltoodud põhikomponentidele mõjutavad maagaasi tootvate üksuste elektritootmiskulusid ka mitmed muutujad, näiteks gaasihinna mehhanism, poliitiline orientatsioon, süsinikuturu areng, piirkondlik paigutus ja üksuste kasutustunnid, mille hulgas on gaasihinna mehhanismi ja süsinikuturu arengu mõju kõige ulatuslikum.

(I) Gaasihinna mehhanism ja gaasiallika garantii

Maagaasi hindade ja hankemudelite stabiilsus määravad otseselt kütusekulude trendi ja mõjutavad seejärel üldiseid elektrienergia tootmise kulusid. Praegu on kodumaine maagaasi hind moodustanud seosemehhanismi "võrdlushind + ujuv hind". Võrdlushind on seotud rahvusvaheliste toornafta ja veeldatud maagaasi hindadega ning ujuv hind kohandatakse vastavalt turu pakkumisele ja nõudlusele. Hinnakõikumised kanduvad otse üle elektrienergia tootmise kuludele. Gaasiallikate garantiivõimsus mõjutab samuti kulusid. Koormuskeskuste piirkondades, nagu Jangtse jõe delta ja Pärlijõe delta, on veeldatud maagaasi vastuvõtujaamad tihedad, torujuhtmevõrgu ühendatuse tase on kõrge, ülekande- ja jaotuskulud on madalad, gaasiallikate tarnimine on stabiilne ja kütusekulu on suhteliselt kontrollitav; samas kui loodeosas, kus gaasiallikate jaotus- ja ülekande- ja jaotusrajatised on piiratud, on maagaasi ülekande- ja jaotuskulud suhteliselt kõrged, mis suurendab piirkonna tootmisüksuste elektrienergia tootmise kulusid. Lisaks saavad ettevõtted gaasiallikate hindu fikseerida, sõlmides pikaajalisi gaasitarnelepinguid, vältides tõhusalt rahvusvaheliste gaasihindade kõikumisest tulenevaid kuluriske.

(II) Poliitiline orientatsioon ja turumehhanism

Poliitilised mehhanismid mõjutavad peamiselt maagaasil töötavate elektrijaamade terviklikke kulusid ja tulusid kulude ülekande ja tulude kompenseerimise kaudu. Viimastel aastatel on Hiina järk-järgult edendanud maagaasil töötava elektrienergia kaheosalise hinna reformi, mida on esmakordselt rakendatud sellistes provintsides nagu Shanghai, Jiangsu ja Guangdong. Püsikulude katmine tagatakse võimsushinna kaudu ning energia hind on seotud gaasi hinnaga, et edastada kütusekulusid. Nende hulgas on Guangdong tõstnud võimsuse hinda 100 jüaanilt kWh kohta aastas 264 jüaanile kWh kohta aastas, mis suudab katta 70–80% projekti püsikuludest, leevendades tõhusalt kulude ülekande probleemi. Samal ajal on abiteenuste turul kiire käivitamise ja seiskamise üksuste hüvituspoliitika veelgi parandanud gaasiküttel töötavate elektrijaamade tulude struktuuri. Tippregulatsiooni hüvitise hind on mõnes piirkonnas ulatunud 0,8 jüaani kWh kohta, mis on oluliselt kõrgem kui tavapärase elektrienergia tootmise tulu.

(III) Süsinikuturu arendamine ja vähese CO2-heitega tehnoloogia eelised

Riikliku süsinikuheite õiguste kauplemisturu pideva täiustumisega on süsinikukulud järk-järgult internaliseerunud, saades oluliseks teguriks, mis mõjutab maagaasi tootvate üksuste suhtelist ökonoomsust. Maagaasi tootvate üksuste süsinikdioksiidi heitkoguste intensiivsus on umbes 50% söeküttel töötavate elektrijaamade omast (umbes 380 grammi CO₂/kWh vs umbes 820 grammi CO₂/kWh söeküttel töötavate elektrijaamade puhul). Süsiniku hindade tõusu taustal on nende vähese CO₂-heitega seotud eelised jätkuvalt silmapaistvad. Praegune kodumaine süsiniku hind on umbes 50 jüaani tonni CO₂ kohta ja eeldatavasti tõuseb see 2030. aastaks 150–200 jüaani tonni kohta. Näiteks ühe 600 000 kilovatise võimsusega seadme puhul, mille aastane CO₂ heitkogus on umbes 3 miljonit tonni, peab söeküttel töötav energia kandma sel ajal täiendavalt 450–600 miljonit jüaani aastas süsinikukulusid, samas kui gaasiküttel töötava energia maksumus on vaid 40% söeküttel töötava energia maksumusest ning gaasi- ja söeküttel töötava energia kulude vahe väheneb veelgi. Lisaks saavad gaasiküttel töötavad energiaprojektid tulevikus lisatulu teenida süsinikukvootide ülejäägi müümisega, mis eeldatavasti vähendab elektrienergia täisealise elutsükli tasandatud maksumust 3–5%.

(IV) Seadme kasutustunnid

Ühiku kasutustunnid mõjutavad otseselt püsikulude amortisatsiooniefekti. Mida suurem on kasutustundide arv, seda madalam on ühiku elektrienergia tootmise maksumus. Maagaasigeneraatorite kasutustunnid on tihedalt seotud rakendusstsenaariumidega: tsentraliseeritud elektrijaamad kui tippkoormuse reguleerimise energiaallikad kasutavad üldiselt 2500–3500 tundi; hajutatud elektrijaamad, mis on tööstusparkide ja andmekeskuste terminali koormuse nõudluse lähedal, võivad saavutada 3500–4500 tundi kasutustunde ja ühiku elektrienergia tootmise maksumust saab vähendada 0,03–0,05 jüaani/kWh võrra. Kui kasutustundide arv on alla 2000 tunni, ei saa püsikulusid tõhusalt amortiseerida, mis toob kaasa üldise elektrienergia tootmise maksumuse olulise suurenemise ja isegi kahjud.

III. Praegune tööstuskulude seis

Koos praeguste tööstusharu andmetega on tüüpiliste kombineeritud tsükliga gaasiturbiinide (CCGT) projektide täieliku elutsükli tasandatud elektrienergia maksumus võrdlusstsenaariumi korral, mille kohaselt maagaasi hind on 2,8 jüaani kuupmeetri kohta, kasutustunnid 3000 tundi ja süsiniku hind 50 jüaani CO₂ tonni kohta, umbes 0,52–0,60 jüaani kWh kohta, mis on veidi kõrgem kui söeküttel töötavatel elektrijaamadel (umbes 0,45–0,50 jüaani kWh), kuid oluliselt madalam kui taastuvenergia ja energia salvestamise kogumaksumus (umbes 0,65–0,80 jüaani kWh).

Regionaalsete erinevuste seisukohast on stabiilse gaasiallika tarnimise, parema poliitilise toetuse ja kõrge süsinikuhinna aktsepteerimise tõttu võimalik gaasiküttel töötavate elektrijaamade elektrienergia kogu elutsükli tasandatud maksumust koormuskeskuste piirkondades, nagu Jangtse jõe delta ja Pärlijõe delta, kontrollida 0,45–0,52 jüaani/kWh juures, millel on majanduslik alus konkureerimiseks söeküttel töötava elektriga; nende hulgas oli süsinikukaubanduse pilootprojektina Guangdongi keskmine süsiniku hind 2024. aastal 95 jüaani/tonni ning koos võimsuse kompenseerimise mehhanismiga on kulueelis ilmsem. Loodeosas, mida piiravad gaasiallika garantii ning ülekande- ja jaotuskulud, on elektrienergia ühikuhind üldiselt kõrgem kui 0,60 jüaani/kWh ja projekti majanduslikkus on nõrk.

Tööstusharu kui terviku vaatenurgast näitab maagaasil töötavate elektritootmisüksuste elektrienergia tootmiskulu optimeerimistrendi "lühiajaliselt madal ja pikas perspektiivis paranev": lühiajaliselt on kasumivõimalused piiratud kõrgete gaasihindade ja mõnes piirkonnas madalate kasutustundide tõttu; keskpikas ja pikas perspektiivis väheneb maksumus järk-järgult gaasiallikate mitmekesistamise, seadmete lokaliseerimise, süsinikuhindade tõusu ja poliitiliste mehhanismide täiustumisega. Eeldatakse, et 2030. aastaks on tõhusate gaasil töötavate elektriprojektide, millel on süsinikuvarade haldamise võimalused, sisemine tootlusmäär (IRR) stabiilselt vahemikus 6–8%.

IV. Kulude optimeerimise põhisuunad

Koos kulude koostise ja mõjutavate teguritega peab maagaasigeneraatorite elektritootmiskulude optimeerimine keskenduma neljale põhiteemale: "kütuse kontrollimine, investeeringute vähendamine, töö ja hoolduse optimeerimine ning poliitikate nautimine" ning saavutama pideva terviklike kulude vähendamise tehnoloogilise innovatsiooni, ressursside integreerimise ja poliitika seotuse kaudu.

Esiteks tuleb stabiliseerida gaasiallikate tarnimine ja kontrollida kütusekulusid. Tugevdada koostööd peamiste kodumaiste maagaasitarnijatega, sõlmida pikaajalisi gaasitarnelepinguid gaasiallikate hindade fikseerimiseks; edendada gaasiallikate mitmekesist paigutust, tugineda kodumaise põlevkivigaasi tootmise suurendamisele ja veeldatud maagaasi impordi pikaajaliste lepingute täiustamisele, et vähendada sõltuvust rahvusvahelistest gaasi hetkehindadest; samal ajal optimeerida ühiku põlemissüsteemi, parandada elektritootmise efektiivsust ja vähendada kütusekulu elektritootmise ühiku kohta.

Teiseks, edendada seadmete lokaliseerimist ja vähendada ehitusinvesteeringuid. Suurendada pidevalt investeeringuid põhitehnoloogia uurimis- ja arendustegevusse, murda läbi raskeveokite gaasiturbiinide põhikomponentide lokaliseerimise kitsaskohtade ja vähendada veelgi seadmete ostukulusid; optimeerida projekti kavandamise ja paigaldamise protsesse, lühendada ehitustsüklit ning amortiseerida finantseerimiskulusid ja tsiviilehituse investeeringuid; valida ühiku võimsus mõistlikult vastavalt rakendusstsenaariumidele, et saavutada tasakaal investeeringute ja efektiivsuse vahel.

Kolmandaks, täiustada käitamise ja hooldamise mudelit ning vähendada käitamise ja hooldamise kulusid. Ehitada intelligentne diagnostikaplatvorm, tugineda suurandmetele ja 5G-tehnoloogiale, et realiseerida seadmete terviseseisundi täpne varajane hoiatamine, ning edendada käitamise ja hooldamise mudeli ümberkujundamist passiivsest hooldusest aktiivseks varajaseks hoiatamiseks; edendada käitamise ja hooldamise tehnoloogia lokaliseerimist, luua professionaalne käitamise ja hooldamise meeskond, parandada põhikomponentide iseseisvat hooldusvõimekust ning vähendada hooldus- ja varuosade vahetuskulusid; valida suure jõudlusega seadmeid, et vähendada rikke tõttu seiskumise ja kulumaterjalide tarbimise tõenäosust.

Neljandaks, seotage end täpselt poliitikaga ja hankige lisatulu. Reageerige aktiivselt sellistele poliitikatele nagu kaheosaline elektrienergia hind ja tipptundide reguleerimise hüvitis ning püüdke toetada kulude ülekande ja tulude hüvitise saamist; kavandage ennetavalt süsinikuvarade haldussüsteemi, kasutage täiel määral süsinikuturu mehhanismi, et saada lisatulu süsinikukvootide ülejäägi müümise ja süsinikualastes finantsinstrumentides osalemise kaudu ning optimeerige veelgi kulustruktuuri; edendage mitme energiaallika täiendavat "gaas-fotogalvaanika-vesinik" paigutust, parandage ühikute kasutusaega ja amortiseerige püsikulusid.

V. Kokkuvõte

Maagaasigeneraatorite elektrienergia tootmiskulud keskenduvad kütusekulule, mida toetavad ehitusinvesteeringud ning tegevus- ja hoolduskulud, ning neid mõjutavad ühiselt mitmed tegurid, nagu gaasihind, poliitika, süsinikuturg ja piirkondlik paigutus. Nende majandus ei sõltu mitte ainult nende enda tehnilisest tasemest ja juhtimisvõimekusest, vaid ka energiaturu struktuuri ja poliitilise orientatsiooni põhjalikust sidumisest. Praegu on maagaasigeneraatorite elektrienergia tootmiskulud küll veidi kõrgemad kui söeküttel töötavatel elektrijaamadel, kuid "kahekordse süsiniku" eesmärgi edenedes, süsinikuhindade tõustes ja seadmete lokaliseerimise läbimurdel muutuvad nende vähese süsinikuheitega seotud eelised ja majanduslikud eelised järk-järgult silmapaistvamaks.

Tulevikus, maagaasi tootmise, tarnimise, ladustamise ja turustamise süsteemi pideva täiustamise ning elektri- ja süsinikuturu reformi süvendamisega, optimeeritakse järk-järgult maagaasigeneraatorite elektrienergia tootmiskulusid, saades oluliseks toeks suure osakaaluga taastuvenergia ühendamisel ja energiajulgeoleku tagamisel. Tööstusettevõtete jaoks on vaja täpselt mõista kulusid mõjutavaid tegureid, keskenduda optimeerimise põhisuundadele ning pidevalt vähendada terviklikke elektrienergia tootmiskulusid tehnoloogilise innovatsiooni, ressursside integreerimise ja poliitika ühendamise kaudu, parandada maagaasigeneraatorite turukonkurentsivõimet ning aidata kaasa uue elektrisüsteemi ehitamisele ja energiastruktuuri ümberkujundamisele.